Нормативные материалы по надежному управлению ЭС

Показатели качества энергии, влияющие на надежность

Понятие о структурной и функциональной надежности электрических систем

Структурная надежность – обусловлена составом элементов ЭС, их связями, пропускными способностями без учета их функций в системе (особенно важна в проектировании).

Функциональная надежность – основана на анализе режимов, их ограничений, пропускной способности при изменении структуры ЭС (особенно важна в эксплуатации).

Показатели структурной надежности определяются для узлов нагрузки (вероятность безотказной работы, вероятность отказа, параметр потока отказов, наработка до отказа, иногда недоотпуск энергии, ущерб).

Для оценки структурной надежности используются вероятностные модели, основанные на средних вероятностях состояния элементов (коэффициент готовности, коэффициент вынужденного простоя, поток отказов (частота)).

Допущения:

1. отказы элементов - независимы, исключаются отказы от общих факторов (ураган, гололед);

2. время безотказной работы много больше времени восстановления.

1- Понижение напряжения в распределительных сетях из-за местных дефицитов реактивной мощности приводит к уменьшению пропускной способности сети, когда она ограничена предельными токовыми нагрузками.

2- Уменьшение напряжения в основных сетях, приводит к уменьшению пределов передаваемой мощности по электрическим связям.

3-При работе с пониженной частотой из-за общего дефицита мощности в ЭС «резерв по частоте» уменьшается по мере ее приближении к аварийному значению.

Документы, содержащие основные нормативные требования и методические указания по обеспечению надежности при проектировании, эксплуатации ЭС и оперативному управлению:

1руководящие указания по проектированию энергосистем и энергообъектов;

2правила технической эксплуатации (ПТЭ) электростанций и сетей;

3ПУЭ;

4руководящие указания по релейной защиты, линейной и противоаварийной автоматики;

5 руководящие указания по устойчивости ЭС;

6нормативные показатели использования оборудования электростанций;

7ограничение потребления и отключения электроэнергии.

10. Системная автоматика как средство управления ЭС и обеспечения надёжности

К системам автоматики относятся:

-релейные защитные устройства (РЗУ);

-АПВ;

-АВР;

-АРВ генераторов;

-автоматическая синхронизация генератора (АС);

- аварийная автоматическая разгрузка ЭС по частоте (ААРЧ);

-автоматическое регулирование по частоте (АРЧ).

Последствия коротких замыканий:

большие понижения напряжения в значительной части ЭС, приводящие к нарушению работы потребителей;

разрушение электрической дугой элементов ЭС;

нарушение статической и динамической устойчивости ЭС, при этом парализуется нормальная работа ЭС.

31. Использование величины ущерба для принятия решений

Величина ущерба от прекращения питания потребителей, которуюследует принимать для выбора варианта решения, в общем случае зависит от объема выпускаемой продукции и количества недоотпущенной электроэнергии, величины отключенной мощности, длительности перерыва в электроснабжении. Для конкретных производств некоторые из этих зависимостей могут отсутствовать. Кроме того, должен сказываться потребительский и системный ущерб.

Величина и составляющие ущерба могут сильно различаться даже для производств с одинаковой технологией.

При определении ущерба недостаточно четко учитывается последствия недоотпуска продукции предприятием, на котором произошло нарушение электроснабжения, для смежных отраслей народного хозяйства. Более того, ущерб от нарушения электроснабжения нельзя свести только к издержкам, его компенсирующим. Существует значительная группа потребителей, для которой принципиально невозможно выразить прекращение питания в денежном выражении. Это предприятия, учреждения, играющие особую роль в народном хозяйстве, объекты, прекращение питания которых приводит к опасности для жизни и здоровья людей, окружающей среды и пр.

Для сравнения вариантов развития электрических сетей с учетом надежности электроснабжения потребителей рассчитываются ЧДД по каждому варианту:

где i – номер варианта;

Д_ti – суммарный доход в год t;

И_ti – годовые эксплуатационные и другие расходы в год t (отчисления на амортизацию, затраты на текущий ремонт и обслуживание и стоимость годовых потерь активной электроэнергии);

К_ti– капитальные затраты в год t (затраты на сооружение линии электропередачи и затраты на электрооборудование);

Т – расчетный срок;

Е– норма дисконта (норматив эффективности капитальных вложений).

В случае действия тарифов, включающих в себя плату потребителя за уровень надежности электроснабжения, и штрафных санкций для энергоснабжающей организации за нарушение электроснабжения у потребителя формула (6.5) примет вид:

где Д_нti – плата потребителя энергоснабжающей организации за заявленную им степень надежности;

У_ti – ущерб от перерывов электроснабжения.

32. Нормирование на основе экономических оценок

Нормирование на основе экономических оценок. Нормативные пока­затели надежности определяются путем сопоставления усредненных значений ущерба, вызываемого перерывами в питании потребителей, и затрат в СЭС, которые снижают этот ущерб. На рис. 6.1 приведены кривые зависимости среднего ущерба и средних затрат в СЭС от величины показателя надежности недоотпуска электроэнергии. Кривая () суммы затрат и ущерба в общем случае имеет минимум. Оптимальный уровень надежности, соответствующий этому минимуму (точка W_н) принимают в ка­честве нормативного.

Отличие этого подхода от учета надежности в виде ущерба в приве­денных затратах заключа­ется в следующем. Норму надежности получают на основе усреднения стоимостных характеристик и ущербов для широкого класса СЭС, имеющих различные параметры. При выборе варианта технического решения нет необходимости в определении величины ущерба для конкретного объекта: важно, чтобы норматив надежности был обеспечен наиболее экономичным спо­собом. Следовательно, трудоемкие вычисления величины ущерба переносятся в область обоснования величины норматива на практике, что облегчает решение задачи.

Трудности в определении ущерба на стадии выбора и обоснования норматива надежности остаются, но требования к точности могут быть менее жесткими. Зависимости ущербов У(W) и затрат З(W) можно представить в виде семейства кривых. Тогда оптимальный уровень надежности, соответствующий минимуму затрат, будет иметь зону возможных значений. Поскольку в области минимума кривая суммар­ных затрат обычно пологая, выбор какого-либо точечного значения показателя надежности в зоне возможных значений не приводит к значительному увеличению суммарных затрат. Следовательно, вы­бирать величину показателя можно с учетом других требований (на­пример, эстетических, возможности дальнейшего развития).

33. Нормирование на основе экономических оценок

Нормирование на основе расчетов затрат на повышение надежности. строятся кривые затрат, вкладываемых в СЭС на повышение надежности, в зависимости от величины показа­теля надежности, однако понятие ущерба при этом не используется. Нормативный уровень надежности выбирается по той части кривой З(W) (рис. 6.1), где существенное увеличение затрат не влияет на заметное увеличение надежности (снижение недоотпуска).

Аналогичными являются способы, которые нормируют удельную величину затрат на сокращение единицы ненадежности в зоне каких-то возможных технических решений

(6.8)

В этом случае решается вопрос, как применения того или иного средства повышения надежности, увеличивающего дополнительные затраты, сказывается на снижении показателя надежности

(6.9)

Расчет приращения затрат γ выполняется в области решений, кото­рые прошли опытную проверку в практике проектирования и эксплуа­тации СЭС различного назначения. Естественно, в таком случае вели­чина γ зависит от параметров сетей – протяженности линий, их кон­структивного исполнения, графика нагрузок. Поэтому нормативный уровень надежности, полученный на основе этого приращения затрат даже для СЭС одного и того же назначения, различен для различных экономико-географических зон страны.

34. Ретроспективный анализ

Ретроспективный анализ. Такой подход позволяет нормировать показатели надежности на основе прошлого опыта обеспечения потре­бителей электроэнергией. По данным, полученным статистической обработкой ретроспективной информации о надежности объектов электроснабжения можно получить оценку достигнутого уровня надеж­ности при определенных принципах принятия решения (схемах, сис­теме обслуживания, параметрах элементов СЭС и т. д.) и перенести эту оценку на перспективу. Такой способ широко используется в на­стоящее время в различных странах, однако область применения огра­ничена, поскольку его нельзя использовать при проектировании СЭС предприятий с новой технологией, изменении системы обслуживания, внедрении новых видов электрооборудования.

Таким образом, при нормировании показателей надежности осно­вой для получения нормативов являются экономические методы, поз­воляющие сопоставить затраты, вкладываемые в повышение надеж­ности с последствиями, возникающими в результате прекращения пи­тания потребителей. Другие способы дополняют и уточняют резуль­таты технико-экономических расчетов.

36. Расчёт функциональной надёжности в объединении из двух ЭС со слабой связью

а) принципиальная схема; б) схема замещения

При объединении ЭС (рисунок 7.7) основную опасность для надёжности представляет:

• отключение линий связи Л1 или Л2;

• появление аварийного небаланса мощности (потеря генерирующей мощности в ЭС-2, отключение узлов нагрузки в ЭС-1) в объединяемых системах.

Обозначим Р_Г1 и Р_Н1, Р_Г2 и Р_Н2 – генерируемые мощности и мощности нагрузок в ЭС-1 и ЭС-2;

Р_Л – мощность, передаваемая по межсистемной связи.

Электромеханические переходные процессы в каждой из ЭС:

(7.4) где T_j1, T_j2 – механические постоянные

инерции ЭС-1 и ЭС-2

(7.6) (7.7) (7.8) Для получения уравнения электромеханического переходного процесса в объединении из двух энергосистем используем уравнения (7.4), (7.5):

(7.9) где (7.10) (7.11)

Рисунок7.8–Отключение цепи межсистемной связи

Для двух цепей: Р₀=Р_Л и δ₀=δ⁰₁₂.

После отключения одной цепи имеем .

Для обеспечения устойчивости необходима разгрузка межсистемной связи до Р’₀, чтобы обеспечить устойчивость динамического перехода и статическую устойчивость нового установившегося режима. Для обеспечения динамической устойчивости должно соблюдаться условие: S_т>S_у (δ_р – угол, при котором происходит разгрузка межсистемной передачи, т.е. переход с уровня Р₀ на Р’₀). Запас статической устойчивости:

Снижение Р₀ до возможно за счёт уменьшения инерции в ЭС-1 на или уменьшения нагрузки в ЭС-2 на .

(7.12)

откуда разгрузка связи:

Причиной нарушения устойчивости может быть и появление небаланса мощности в ЭС-1 или ЭС-2. Из рисунка 7.9 видно, что к увеличению перетока мощности может привести потеря части нагрузки в ЭС-1 (или в ЭС-2). В общем случае это может быть авария дающая избыток мощности или дефицит мощности .

Изменения мощности ΔP_Н и ΔP_Г вызывают отклонение частоты Δf:

где К_Г,i, К_Н,i, – крутизна частотной характеристики мощности нагрузки i-ой системы.

Рисунок 7.9 – Угловая характеристика мощности

При небалансе мощности DР имеем отклонение частоты Df:

где n – количество систем в объединении.

37.Критерии режимной надёжности и их нормирование

Надёжность режима ЭС – её способность выдерживать возмущения. Этот фактор оценивается устойчивостью ЭС.

Рассмотрим 2 схемы, результаты анализа которых можно распространить на сложные ЭС.

Надёжность нормируется в виде критериев режимной устойчивости в узловых точках ЭС, отражающих её запас (К_P, К_U) и расчётного возмущения для проверки динамической устойчивости.

Численные значения этих величин определяются соотношениями:

где DР_нер – увеличение передаваемой мощности нерегулярными колебаниями по межсистемной передаче для схемы “станция – электропередача – система”;

Р – передаваемая активная мощность;

U_кр – значение напряжения, при котором нарушается устойчивость.

где Р_ген – мощность меньшей из объединяемых электрических систем.

Коэффициенты запаса статической устойчивости нормируются в следующих пределах:

К_Р ³ 20%, К_U ³ 10% – нормальный режим ЭС;

К_P ³ 8% – аварийный режим.

Для исследования статической устойчивости ЭС составляем схемы замещения:

Для схемы 1 мощность передаваемая в систему:

где

Рисунок 7.12 – Угловая характеристика мощности

Точка «а» – установившийся режим. Покажем это: dа +Dd, DP/Dd > 0 – положительное значение синхронизирующей мощности dP/dd обеспечивает статическую устойчивость ЭС.

На устойчивость положительно влияет АРВ генераторов, увеличивая предельно передаваемую мощность Р_пред (если используем в схеме замещения X’_d – АРВ пропорционального действия).

Зная Р_mах, по формуле (7.15) при DР = 0, находим передаваемую мощность, соответствующую нормативному коэффициенту запаса статической устойчивости:

(7.19)

Для послеаварийного режима:

(7.20)

Для схемы 2:

Здесь считаемся с неурегулированными колебаниями перетока по межсистемной связи.

В нормальном режиме:

В аварийном режиме:

Динамическая устойчивость нормируется расчётными условиями – видами и длительностью КЗ:

• двухфазные КЗ на землю длительностью 0,18 с для сетей 110-220 кВ;

• двухфазные КЗ на землю длительностью 0,12 с для сетей 330-750 кВ;

• для сетей 500 кВ и выше в отдельных случаях допускается обеспечение динамической устойчивости при однофазных КЗ с учётом неуспешного АПВ.

38. Обеспечение режимной (функциональной) надёжности
системообразующих сетей ЭС

Для обеспечения режимной (функциональной) надежности системообразующих сетей ЭС применяется комплекс средств повышения устойчивости режимов работы ЭС.

1. Улучшение характеристик основных элементов ЭС с помощью конструктивных изменений. В частности, улучшение параметров генераторов, т.е. снижение X_d X’_d, увеличение Т_j, повышение потолка возбуждения и быстродействия возбудителей, снижения индуктивного сопротивления ЛЭП путём расщепления проводов, уменьшение времени действия релейной защиты и выключателей и т.п.

2. Улучшение характеристик основных элементов ЭС средствами автоматизации. Это достигается путём применения АРВ, в частности АРВ сильного действия с форсировкой возбуждения при глубоких посадках напряжения, трёхфазного и пофазного АПВ, быстродействующих защит, регулирования первичных двигателей и т.п.

3. Дополнительные средства повышения устойчивости – продольная ёмкостная компенсация, переключательные пункты на ЛЭП, электрическое торможение, синхронные компенсаторы с АРВ сильного действия, поперечные регулируемые реакторы или компенсаторы и т.п.

4. Мероприятия эксплуатационного характера – выбор схемы соединений, обеспечивающей наибольшую устойчивость; регулирование или ограничение перетока мощности по межсистемным связям; отключение части генераторов или экстренная разгрузка турбин; форсирование продольной ёмкостной компенсации; отключение поперечных реакторов; отключение части нагрузки; деление систем на не синхронно работающие районы; предотвращение нарушения устойчивости и т.п.

Из названных средств средства автоматизации и мероприятия эксплуатационного характера требуют меньших затрат и широко используются. Надёжность режимов работы ЭС обеспечивается иерархической (в структурном и временном разрезах) системой противоаварийной режимной автоматики:

1) устройства автоматического ограничения (регулирования) перетоков мощности (АОПМ) по межсистемным ЛЭП;

2) устройства автоматического управления мощностью для сохранения устойчивости (АУМСУ);

3) устройства автоматического прекращения (предотвращения) асинхронного хода (АПАХ);

4) автоматическая частотная разгрузка (АЧР);

5) автоматический частотный пуск гидрогенераторов (АЧП) для быстрой ликвидации аварии;

АОПМ служит для предотвращения нарушения статической устойчивости при относительно медленном изменении перетока мощности, вызванного ошибкой прогнозирования графиков нагрузки ЭС с небольшими небалансами мощности из-за отключения генераторов или нерегулярных колебаний нагрузки.

АУМСУ обеспечивает динамическую устойчивость при больших возмущениях режима (КЗ, потеря генерирующей мощности) и статическую устойчивость после аварийного режима. АУМСУ охватывает район противоаварийного управления (например, схему выдачи мощности станции(-ий)). АУМСУ работают по программному принципу: • контроль доаварийной схемы и режима;

• получение и оценка информации по возмущению на основе расчёта устойчивости;

• выдача управляющих команд АУМСУ воздействует на отключение генераторов, разгрузку турбин, отключение потребителей (САОН), деление ЭС. Сочетание этих средств подбирается с учётом минимального ущерба от недоотпуска электроэнергии у потребителей. АУМСУ не рассчитаны на устранение каскадных аварий.

АПАХ отделяют выпавшие из синхронизма части ЭС, т.е. локализуют аварию. В отделившихся частях имеется дефицит мощности и действует АЧР, сохраняя питание ответственных потребителей.

АЧР. Снижение час­тоты в системе происходит из-за нарушения баланса по активной мощности, т.е. когда активная мощность нагрузки становится больше активной мощности, выдаваемой генераторами. При сни­жении частоты реактивная мощность, вырабатываемая генера­торами, уменьшается, а реактивная мощность, потребляемая нагрузкой, увеличивается. Это понижает напряжение в узлах на­грузки и в некоторых случаях вызывает лавину частоты и напря­жения, приводящие к массовому отключению потребителей и нарушению устойчивости параллельной работы.

39. Методика расчёта надёжности системообразующих сетей ЭС.

Оценка надёжности здесь должна учитывать:

-возможное нарушение устойчивости параллельной работы станций и нагрузки из-за отказов элементов сети и генераторов;

-ограничения по уровню напряжений и токов при отказах элементов ЭС в нормальных и ремонтных схемах и режимах работы сети, т.е. ограничения по пропускной способности элементов сети, уровню напряжения, мощности источников питания в после аварийном режиме;

-отказы элементов распределительных станций и подстанций;

-плановые ремонты элементов ЭС.

Цель расчёта – определение частоты и времени перерывов и ограничений электроснабжения узлов нагрузки. Расчёт делится на 2 этапа:

I-ый этап. Расчёт надёжности нормального режима работы сети, который включает:

-выявление нормальных схем и режимов работы сети и их длительностей;

-определение частот и видов расчётных отказов элементов и длительности их восстановления (вынужденного ремонта);

-расчёт устойчивости (статической, динамической) и расчёт после аварийного режима при отказах;

-определение частот, глубин и длительностей перерывов электроснабжения узлов нагрузки во всех нормальных режимах.

II-ой этап.

Выявление расчётных ремонтных схем, их частот и длительностей, и определение режимов работы для этих схем. Это надо для планирования ремонтов элементов электрических сетей ЛЭП и режимной проработки режимных заявок.

- при выявлении ремонтных схем учитываем плановые и аварийные ремонты ЛЭП.

Расчёт устойчивости (статической, динамической и расчёт после аварийного режима при отказах.

Расчёт частот, глубин и длительностей перерывов электроснабжения узлов нагрузки для ремонтных режимов.

40. Средства и методы повышения надёжности распределительных сетей.

Повышение надёжности распределительных систем направлено на создание:

§ рациональных схем электрических соединений (схем распредустройств подстанций и станций);

§ оптимальное насыщение сети автоматическими устройствами и устройствами АВР;

§ насыщение сети неавтоматическими коммутационными аппаратами;

§ установки регулирующих и компенсирующих реактивную мощность устройств у потребителей;

§ оборудования подстанций устройствами телеизмерения и телемеханизации;

§ автоматизации на базе ЛЭВМ оперативных переключений в сложных сетях;

§ совершенствование релейной защиты и автоматики;

Для повышения надежности электроснабжения большое значение имеют также организационно-технические мероприятия:

1) сокращение продолжительности аварийных ремонтов;

2) обеспечение ремонтных баз запчастями электроустановок;

3) оптимизация профилактических ремонтов, осмотров, замен износившихся частей.

Отдельно следует выделить организационно-технические мероприятия, касающиеся преднамеренных отключений.

Проведение ремонтных и других видов работ в системах электроснабжения следует подчинять требованиям минимального ущерба для потребителей с учетом режимов работы последних. Для сокращения числа отключений потребителей необходимо совмещение по времени работ, проводимых на различных ступенях напряжения. Эффективным средством повышения надежности электроснабжения следует рассматривать рациональную организацию эксплуатации электрических сетей. При этом одной из важных задач эксплуатации является создание хорошо налаженной системы сбора и обработки информации об отказах электрооборудования, а также установление величины ущербов для конкретных потребителей. При этом следует помнить, что эффективная эксплуатация электрооборудования не мыслима без строго соблюдения персоналом энергоснабжающей организации правил технической эксплуатации.

Дата добавления: 2015-04-30